Trang chủ Bằng phát minh, sáng chế • Liên hệ     • Giới thiệu     • Tài liệu hướng dẫn

Chế phẩm xử lý vùng cận đáy giếng của giếng khoan dầu khí

Cập nhật Thứ sáu - 09/06/2017 10:12 In bài viết

1. Tên sáng chế, phát minh, giải pháp:
Chế phẩm xử lý vùng cận đáy giếng của giếng khoan dầu khí
2. Số bằng,ký hiệu: 2-0001386
3. Thuộc lĩnh vực KH&CN Công nghệ sinh học (Sáng chế)
4. Ngày công bố 25/07/2016
5. Ngày cấp 25/07/2016
6. Chủ sở hữu chính TỔNG CÔNG TY DUNG DỊCH KHOAN VÀ HÓA PHẨM DẦU KHÍ - CTCP Tầng 6,7 tòa nhà Viện Dầu khí Việt Nam - số 167 Trung Kính, Yên Hòa, quận Cầu
7. Tác giả Nguyễn Văn Ngọ (VN) Phan Văn Minh (VN) Đỗ Thành Trung (VN) Phạm Ngọc Sơn (VN) Lê Văn Công (VN)
8. Điểm nổi bật
Giải pháp hữu ích đề cập đến chế phẩm xử lý vùng cận đáy giếng của giếng khoan dầu khí, chế phẩm này chứa các thành phần sau (tính theo % khối lượng): - axit xitric: 5 - 15%; - hỗn hợp chất tạo phức chứa 70-80% axit 1-hydroxyetyliden-1,1-diphosphonic (HEDP), 5-25% axit glycolic, 5-10% axit dietylentriaminpentaaxetic (DTPA): 1- 5%; - HC1: 3 - 5%; - NH4HF2: 8 - 10%; - chất ức chế ăn mòn: 0,5 - 6%; - hỗn hợp chất hoạt động bề mặt chứa 80-90% etylenglycol monobutyl ete (EGBE), 5-10% nonylphenol etoxylat, 5-10% rượu isopropylic: 0,5 - 5%; và - nước: 65 - 90%.
9. Mô tả về sáng chế, phát minh, giải pháp

Lĩnh vực kỹ thuật được đề cập _

Giải pháp hữu ích đề cập đến chế phẩm xử lý vùng cận đáy giếng của giếng khoan dầu khí, dùng để làm sạch các chất vô cơ trong vùng cận đáy giếng nhằm nâng cao hiệu quả khai thác dầu khí.

Tình trạng kỹ thuật của giải pháp hữu ích

Trong ngành công nghiệp dầu khí, một trong các phương pháp thường được sử dụng để nâng cao sản lượng khai thác dầu từ các mỏ dầu là xử lý vùng cận đáy giếng. Bản chất của phương pháp này là tạo ra các kênh dẫn dầu thay thế bằng cách hòa tan một phần nhỏ của vỉa dầu, hoặc làm sạch các chất vô cơ gây bít nhét các kênh dẫn dầu.

Thông thường, đê xử lý vùng cận đáy giếng có vỉa chứa kiểu cát kết, đá phong hóa nứt nẻ chứa ít CaCỌ3, người ta thường dùng dung dịch trên cơ sở hai axit là HC1 và HF, và một số hóa phẩm phụ gia như chất ức chế ăn mòn, chất hoạt động bề mặt, chất chống kết tủa thứ cấp, v.vV.. Hệ dung dịch này có tác dụng hòa tan cả các khoáng chất phong hóa cũng như các chất gây bít nhét (chủ yếu là khoáng sét, SiO2 và fenspat). Tuy nhiên, phương pháp xử lý bằng axit này có một số nhược điểm lớn như:

- Chiều sâu xâm nhập vào vỉa của dung dịch axit bị hạn chế do phản ứng giữa dung dịch axit và đá vỉa xảy ra rất nhanh, đặc biệt là ở điều kiện nhiệt độ cạo trên 93°C, dẫn tới sự suy kiệt nồng độ axit khi mới tiến vào vỉa. Điều này ảnh hưởng rất lớn tới hiệu quả xử lý vì chế phẩm xử lý có thể không tới được vị trí sâu cần phát huy tác dụng.

- Khó hoặc mất quá nhiều chi phí cho việc chống ăn mòn đối với cần khai thác, ống chống, hệ thống thiết bị lòng giếng, vì hệ axit có tính ăn mòn cao, ngoài ra nhiệt độ cao dọc thân giếng thúc đẩy rất mạnh tốc độ ăn mòn. - Khó kiểm soát hiện tượng kết tủa thứ cấp của sản phẩm sau phản ứng (do đặc điểm địa chất mỏ và bản chất của hệ axit được sử dụng, kết tủa thứ cấp tạo ra gây tổn hại nghiêm trọng tới hiệu quả xử lý, đôi khi còn làm hỏng giếng).

- Hiện tượng tạo cặn lắng đọng asphanten do HC1 tương tác với dầu thô.

Để khắc phục một phần các nhược điểm liên quan tới kiểu hệ axit nêu trên, nhiêu giải pháp kỹ thuật đã được các hãng dịch vụ đưa vào sử dụng như: giảm hàm lượng HF; tăng tỷ lệ HC1/HF; dùng thêm axit hữu cơ thay cho một phần hoặc toàn bộ axit HC1; đưa vào ứng dụng các chất ức chế ăn mòn mới; tăng cường hiệu ứng đệm; đưa thêm hợp chất chelat vào thành phần chế phẩm xử lý; dùng kiểu hệ có khả năng tạo ra axit HF tại vùng cận đáy giếng, v.v..

Trong số các phương pháp nêu trên, việc sử dụng các hợp chất tạo phức cho thấy hiệu quả đáng kể hơn so với các phương pháp còn lại. Một số hợp chất tạo phức có khả năng hòa tan vật liệu vô cơ trong thành phần đá vỉa và các vật liệu nhiễm bẩn vô cơ khác di trú đến gây tích tụ bít nhét, làm giảm độ thấm vùng cận đáy giếng. Ngoài ra, chúng có thể tạo lóp hấp phụ trên bề mặt đá trong điều kiện vỉa, nên các hợp chất này có thể chui sâu vào vỉa, tức làm tăng chiều sâu xâm nhập của chế phẩm xử lý vào vỉa - một ưu điểm mà các dung dịch axit HO, HF không có được. Các chất tạo phức cũng giải quyết cơ bản tồn tại về kết tủa thứ cấp thường xảy ra khi dùng các axit HC1, HF (kết tủa thứ cấp xuất hiện do phản ứng của các dưng dịch axit với các thành phần đất đá có trong vỉa, và là một trong những vấn đề được coi là nan giải nhất trong xử lý đối tượng vỉa chứa cát kết). Hơn nữa, một ưu điểm rất lớn của việc sử dụng các hợp chất tạo phức là chúng có tốc độ ăn mòn thấp.

Tuy nhiên, nếu chỉ sử dụng các hợp chất chelat đơn lẻ thì hiệu quả xử lý vùng cận đáy giếng lại không cao, vì nó chỉ có khả năng loại bỏ các muối vô cơ lắng đọng, mà không có hiệu quả trong việc loại trừ loại trừ khoáng sét, SiO2 và fenspat.

Bản chất kỹ thuật của giải pháp hữu ích

Giải pháp hữu ích đề cập đến chế phẩm xử lý vùng cận đáy giếng của các giếng khoan dầu khí, có khả năng làm sạch các chất vô cơ trong vùng cận đáy giếng để nâng cao hiệu quả thu hồi dầu có khả năng thâm nhập sâu vào trong vỉa, không gây kết tủa thứ cấp, và hạn chế ăn mòn các thiết bị sử dụng để khai thác dầu khí.

Với mục đích nêu trên, giải pháp hữu ích đề xuất chế phẩm xử lý vùng cận đáy giếng của các giếng khoan dầu khí, chế phẩm này chứa các thành phần sau (tính theo % khối lượng):

- axit xitric: 5 - 15%;

- hỗn hợp chất tạo phức chứa 70-80% axit 1-hydroxyetyliden-1 ,1-diphosphonic (HEDP), 5-25% axit glycolic, 5-10% axit dietylentriaminpentaaxetic (DTPA): 1 - 5%;

-HCl:3-5%; -NH4HF2:8-10%;

- chất ức chế ăn mòn: 0,5 - 6%;

- hỗn hợp chất hoạt động bề mặt chứa 80-90% etylenglycol monobutyl ete (EGBE), 5-10% nonylphenol etoxylat, 5-10% rượu isopropylic: 0,5 - 5%; và - nước: 65 - 90%.

Mô tả chi tiết giải pháp hữu ích

Chế phẩm xử lý vùng cận đáy giếng của các giếng khoan dầu khí với các thành phần (tính theo % khối lượng) như sau:

- axit xitric: 5 - 15%;

- hỗn hợp chất tạo phức chứa 70-80% axit 1-hydroxyetyliden-1,1-diphosphonic (HEDP), 5-25% axit glycolic, 5-10% axit dietylentriaminpentaaxetic (DTPA): 1- 5%;

-HCl:3-5%; -NH4HF2:8-10%; - chất ức chế ăn mòn: 0,5 - 6%;

- hỗn hợp chất hoạt động bề mặt chứa 80-90% etylenglycol monobutyl ete (EGBE), 5-10% nonylphenol etoxylat, 5-10% rượu isopropylic: 0,5 - 5%;

- nước: 65 - 90%.

Axit HC1 là loại axit công nghiệp có nông độ năm trong khoảng từ 28% đến 32%, được bán săn trên thị trường. Lượng dùng của axit này nằm trong khoảng từ 3 đến 5% khối lượng của chế phẩm.

Axit xitric (C6H8O7.H2O) là loại axit công nghiệp có bán sẵn trên thị trường, có nông độ nằm trong khoảng từ 95% đến 99%. Lượng dùng của axit này nằm trong khoảng từ 5 đến 15% khối lượng của chế phẩm.

Hỗn hợp chất tạo phức DMC-CL được sản xuất bởi Tổng công ty Dung dịch khoan và Hóa phẩm Dầu khí (DMC) ở dạng dung dịch, có nông độ nằm trong khoảng từ 58% đến 60%. DMC-CL chứa: 70-80% khối lượng axit 1-hydroxyetyliden-1,1-diphosphonic (HEDP), 5-25% khôi lượng axit glycolic,

5-10% khối lượng axit dietylentriaminpentaaxetic (DTPA). Lượng dùng của hỗn hợp chất tạo phức này nằm trong khoảng từ 1 đến 5% khối lượng của chế phẩm.

Công thức của HEDP Trong DMC-CL, thành phần chính HEDP ngoài chức năng giữ cho các ion kim loại (Al3+, Fe3+, v.v.) tồn tại trong dung dịch ở trạng thái tự do, tránh r r___ \ hình ứiành két tủa tíiứ cáp, HEDP còn giữ vai trò làm tăng chiêu sâu xâm r t r ___ nhận của chê phàm xử lý. Cơ chê hoạt động như sau: trong phân tử HEDP có ĩ r _ _ f

5 nguyên tử H gân vói nhóm OH có khả năng phản ứng với muôi NH4HF2 đê tạo ra HF. HF tạo ra từ phản ứng của HEDP với NH4HF2 xảy ra theo nhiều giai đoạn và phụ thuộc vào việc HF tạo ra có được tiêu thụ đi không. Khi HF vừa mới sinh ra phải được phản ứng với đá vỉa thì HF mới lại được tạo ra.

Theo nguyên tắc như vậy một mặt sẽ hạn chế tốc độ phản ứng giữa đá vỉa với chế phẩm xử lý, một mặt giúp cho chế phẩm xử lý sẽ được đi vào sâu hơn, nơi mà có nhiễm bân đang cần xử lý. Gác thành phần còn lại như axit glycolic, axit dietylentriaminpentaaxetic đóng vai trò tăng cường hiệu quả giữ các ion ở trạng thái tự do, chống kết tủa thứ cấp. Ngoài ra HEDP còn được biết đến với vai trò là chất ức chế sa lắng muối vô cơ, đặc biệt là muối CaCO3, MgCO3, CaSO4, v.v., giúp kéo dài hiệu quả sau xử lý.

NH4HF2 là hóa chất công nghiệp được bán sẵn trên thị trường, ở dạng bột với hàm lượng nằm trong khoảng từ 90% đến 95%. Lượng dùng của

NH4HF2 nằm trong khoảng từ 8 đến 10% khối lượng của chế phẩm.

Các chất ức chế ăn mòn là các sản phẩm thông dụng bất kỳ có bán trên thị trường, thường được sử dụng trong việc giảm ăn mòn khi xử lý axit. Tốt nhất là sử dụng WCI 1212, WHT 8213 hoặc loại tương đương do nó dễ mua được từ các nhà cung cấp. Lượng dùng của chất ức chế ăn mòn này nằm trong khoảng từ 0,5 đến 6% khôi lượng của chế phẩm.

Hỗn hợp chất hoạt động bề mặt DMC-BM1 là sản phẩm chuyển dụng do Tông công ty Dung dịch khoan và Hóa phẩm Dầu khí (DMC) sản xuất ở dạng lỏng chứa: 80-90% khối lượng etylenglycol monobutyl ete (EGBE), 5-10% khối lượng chất hoạt động bề mặt nonion nonylphenol etoxylat, 5-10% khối lượng rượu isopropylic. Trong đó, EGBE đóng vai trò chống tạo nhũ tương giữa chế phẩm xử lý và dâu vỉa, phân tán chế phẩm, làm sạch bề mặt đá vỉa nhằm tạo điều kiện thuận lợi cho chế phẩm xử lý tiếp xúc với đá vỉa. Chất hoạt động bề mặt, rượu đóng vai trò làm giảm sức căng bề mặt, tăng khả năng phân tán dầu, giúp chế phẩm xử lý có thể chui sâu hơn vào vỉa nhằm tăng hiệu quả xử lý. Lượng dùng của hôn hợp chất hoạt động bề mặt này nằm trong khoảng từ 0,5 đến 5% khôi lượng của chế phẩm.

Chế phẩm theo giải pháp hữu ích có thể được điều chế theo quy trình bao gồm các bước sau: - Hòa tan lần lượt (theo thứ tự) các chất sau: HC1, axit xitric và muối NH4HF2 vào nước, khuây nhẹ ở tốc độ khuấy nằm trong khoảng từ 30 vòng/phút đến 50 vòng/phút trong 10 phút tại nhiệt độ trong phòng để thu được dung dịch đồng nhất.

- Bổ sung hỗn hợp chất tạo phức vào dung dịch nêu trên, khuấy nhẹ ở tốc độ khuấy 30 vòng/phút trong 15 phút tại nhiệt độ trong phòng để chất tạo phức tan hoàn toàn.

- Bổ sung đông thời chất ức chế ăn mòn và hỗn hợp chất hoạt động bề mặt vào dung dịch nêu trên, khuấy nhẹ ở tốc độ khuấy 70 vòng/phút trong 30 phút tại nhiệt độ trong phòng, thu được chế phẩm xử lý vùng cận đáy giếng theo giải pháp hữu ích. Ngay sau khi được tạo ra, chế phẩm này được bơm trực tiếp vào vùng cận đáy giếng để xử lý theo các cách thức thông thường trong lĩnh vực kỹ thuật này.

Giải pháp hữu ích có thể được minh họa thông qua các ví dụ cụ thể dưới đây. Tuy nhiên, các ví dụ này chỉ mang tính chất minh họa mà không phải là các phương án hạn chế của giải pháp hữu ích này.

Ví dụ thực hiện giải pháp hữu ích

Ví dụ 1: Sản xuất 100 gam chế phẩm xử lý vùng cận đáy giếng - Hòa tan lần lượt 10 gam dung dịch HCl có nông độ 30% (lượng HCl là 3 gam); 6 gam axit xitric; và 8 gam NH4HF2 vào 79 gam nước, khuấy nhẹ ở nhiệt độ phòng trong khoảng 15 phút với tốc độ khuấy là 30 vòng/phút để thu được dung dịch đồng nhất.

- Bổ sung 2 gam hỗn hợp chất tạo phức DMC-CL vào dung dịch nói trên, khuấy nhẹ ở tốc độ khuấy 30 vòng/phút trong 15 phút tại nhiệt độ trong phòng để hỗn hợp chất tạo phức tan hoàn toàn.

- Bổ sung đồng thời 1 gam chất ức chế ăn mòn có tên thương mại là WHT-8123 và 1 gam hỗn hợp chất hoạt động bề mặt DMC-BM1 vào dung dịch nêu trên, khuấy nhẹ ở tốc độ khuấy 70 vòng/phút trong 30 phút tại nhiệt độ trong phòng, thu được 100 gam chế phẩm xử lý vùng cận đáy giếng theo giải pháp hữu ích.

Ví dụ 2: Đánh giá khả năng xử lý vùng cận đáy giếng của chế phẩm được sản xuất ở Ví dụ 1

Khả năng xử lý vùng cận đáy giếng của chế phẩm được sản xuất ở Ví dụ

1 được đánh giá dựa theo khả năng hòa tan đất đá của vỉa chứa (tính theo % khối lượng mẫu bị hòa tan). Hệ chế phẩm được so sánh là dung dịch axit HC1

15% khối lượng. Mẫu đất đá của vỉa chứa được lây tại một số giếng tại mỏ Bạch Hổ và mỏ Rồng (được ký hiệu lần lượt bằng các chữ cái viết tắt là BH và R).

Kết quả thu được được thể hiện ở Bảng 1 dưới đây.

Bảng 1. Kết quả đánh giá độ hòa tan của các mẫu đá vỉa trong axit HC1 và trong chế phẩm được sản xuất ở Ví dụ 1

Kết quả thu được cho thấy chế phẩm xử lý vừng cận đáy giêng theo giải pháp hữu ích cho phép hòa tan mẫu đất đá lấy từ các vỉa chứa tại mỏ Bạch Hổ và mỏ Rồng cao hơn nhiều so với khi sử dụng dung dịch HC1 15%, tức là khả năng xử lý vùng cận đáy giếng của chế phẩm theo giải pháp hữu ích tốt hơn so với dung dịch HC115%.

Ví dụ 3: Kết quả thực nghiệm khả năng phòng ngừa kết tủa gel Fe(OH)3 của chế phẩm được sản xuất ở Ví dụ 1 so với các chế phẩm so sánh Khả năng phòng ngừa kết tủa gel Fe(OH)3 của chế phẩm được sản xuất ở Ví dụ 1 được so sánh với chế phẩm so sánh có thành phần như sau: axit xitric 6%, NH4HF2 8%, HC1 3%, chất ức chế ăn mòn 1%, EGBE 1%, HEDP 1% và nước). Kết quả cho thây sau từ 18 đến 24 giờ, hàm lượng ion Fe tự do còn lại trong dung dịch của chế phẩm theo giải pháp hữu ích cao hơn nhiều so chế phẩm so sánh. Như vậy chế phẩm theo giải pháp hữu ích với chất tạo phức chuyên dụng đã có hiệu quả phòng ngừa hình thành gel Fe(OH)3 tốt hơn so với chế phẩm so sánh.

Bảng 2. Kết quả đánh giá khả năng phòng ngừa kết tủa gel Fe(OH)3

Ví dụ 4: Đánh giá hiệu quả phục hồi độ thấm trên mô hình mẫu lõi sau khi xử lý bằng chế phẩm được sản xuất ở Ví dụ 1

Tổng thể sự ảnh hưởng của thành phần chất tạo phức và chất hoạt động bề mặt trong giải pháp hữu ích và chế phẩm so sánh (có thành phần nêu tại Ví dụ 3) được đánh giá thông qua hệ số phục hồi độ thấm của mẫu lõi trên mô hình vỉa sau khi được xử lý bằng các dung dịch axit. Kết quả cho thấy hệ số phục hồi độ thấm của chế phẩm trong giải pháp hữu ích (kph = 0,95 và 1,08) cao hơn so với chế phẩm so sánh (kph = 0,83). Như vậy chế phẩm đề xuất với thành phần theo giải pháp hữu ích có hiệu quả xử lý cao hơn dọ hệ số phục hồi độ thấm cao hơn (hơn 22,3% so với hệ so sánh). Bảng 3. Kết quả đánh giá sự phục hồi độ thấm của mẫu lõi trên mô hình vỉa

Hiệu quả đạt được của giải pháp hữu ích

So với những chế phẩm đã biết, chế phẩm theo giải pháp hữu ích có một số ưu điểm như: có thể xử lý muối lắng đọng, ngăn ngừa kết tủa thứ cấp gây ra bởi các ion Al3+, Fe3+, Si4+, Ca2+, Mg2+ (do tạo phức với chất tạo phức). Do thành phần axit trong chế phẩm chứa chất hoạt động bề mặt dạng anion kết hợp với dung môi đồng hòa tan và các rượu mạch ngắn nên đã làm giảm sức căng bề mặt trên ranh giới pha, chính vì vậy chế phẩm này cho phép chui sâu hơn vào vỉa, tức cải thiện chiều sâu xâm nhập để xử lý vùng cận đáy giếng của giếng khoan dầu khí.

10. Nội dung có thể chuyển giao

Liên hệ trực tiếp

11. Thị trường ứng dụng
12. Hình ảnh minh họa
In bài viết
Các phát minh, sáng chế khác
 
Banner
Banner home right